Destaque: os planos de desenvolvimento de petróleo e gás no Brasil

Há 61 planos de desenvolvimento (PDs) de petróleo e gás no Brasil sendo revisados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP).

Um PD é essencial para que a agência acompanhe o desenvolvimento de um campo ou área prospectiva. Deve ser apresentado no prazo de 180 dias após a declaração de comercialidade ou quando necessitar de revisão.

A Petrobras responde pela maior parte dos PDs em análise, com 12 registros. Fazem parte do rol da empresa os campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos, os quais são objeto de projeto de revitalização, estando prevista a instalação de um novo FPSO.

O gigante campo do pré-sal de Tupi, na Bacia de Santos – que deverá passar por um processo semelhante de revitalização –, também faz parte do grupo de campos em desenvolvimento em análise pela ANP.

Além da Petrobras, as operadoras offshore da lista incluem Equinor (Raia Pintada e Raia Manta, antigo BM-C-33), Shell (campo de Argonauta) e BW Energia/Offshore (Camarupim, Camarupim Norte e Golfinho).

Onshore, os destaques são 3R Petroleum (3R Bahia, 3R Candeias, 3R Macau e 3R Rio Ventura), com 10 PDs sob análise, e Petrorecôncavo (Potiguar E&P), com 7.

Fonte: BNamericas com base em dados da ANP

APROVAÇÕES RECENTES

Ao todo, já foram aprovados pela ANP 363 PDs de campos, sendo 256 onshore e 107 offshore.

Um recentemente aprovado é o referente aos campos de Atapu, Oeste de Atapu e Norte de Atapu, na Bacia de Santos. O novo PD prevê a rede de drenagem do depósito de Atapu, composta por dois FPSOs: Atapu 1 (P-70) e Atapu 2 (P-84), os quais terão capacidade para produzir 225 mil b/d (barris por dia) de petróleo e comprimir 10 MMm³/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural.

O projeto Atapu 2 inclui a perfuração de sete novos poços produtores e seis injetores, bem como a interligação de quatro poços realocados de Atapu 1, perfazendo um total de nove produtores e oito injetores neste módulo.

O petróleo produzido e tratado nas unidades de produção da jazida de Atapu será descarregado por meio de operações de offloading em navios aliviadores Aframax ou Suezmax, cuja capacidade típica de transporte de petróleo varia de 80 mil e 160 mil m³, e incluem sistema de posicionamento dinâmico.

A vazão de gás do projeto está prevista para ser alcançada por meio da conexão do FPSO ao sistema de escoamento integrado, composto pelos gasodutos Rotas 1, 2 e 3, projetados para escoar até 44 MMm³/d, incluindo a capacidade das unidades onshore de processamento de gás.

Fonte: ANP

Com a aprovação do PD, o contrato de concessão do campo Oeste de Atapu foi prorrogado até 2057.